2023年我国电力金融市场研究建议报告

第一章 电力市场化改革发展概述

1.1 全球电力市场化改革

电力产业是技术经济特征十分复杂的自然垄断产业，但随着技术进步和社会经济的发展， 电力产业的自然垄断边界不断发生变化，推进电力市场化改革成为各国实现电力资源优 化配置和提高市场运行效率的重要手段。尽管选择的具体路径和运作机制不尽相同，但 是总体而言，全球各国的电力市场改革均有两个显著特性，一个是对电力批发市场进行 竞争性的市场化改革，另一个是为了应对环境污染、全球变暖和能源安全，而推动新能 源发展所带来的改革（Alagappan et al., 20111）。欧美国家的电力市场化改革始于 1989 年的英格兰和威尔士；20 世纪 90 年代末和 21 世纪初，美国、加拿大、澳大利亚、欧盟 及其他国家（地区）也陆续推出了市场化改革（重组）举措2。这波市场化改革主要的目 的是提升电源建设和利用效率、同时促进竞争、降低用电成本。主要特点可以归纳为： 打破垄断和引入竞争机制，促进电力工业提高效率、降低电价、改进管理和服务，使公 众从中获得利益。

随着世界各国逐渐重视环境保护，尤其是面对温室气体排放的限制，各国政府积极推动 新能源的发展，寻求能源安全、社会公平和保护环境之间的平衡。在此大背景下，许多 国家电力市场化改革的重点逐步由促进竞争、提高效率、降低用电成本，转向促进能源 的安全、清洁、高效和可持续发展3。这个阶段的目标主要是保证可靠、长期而充足的电 力供应以及合理的环境标准，通过降低用电成本提高国家整体经济效益，进而提高国际 竞争力。

1.1.1 电力批发市场的竞争性体制改革

在大多数大型电力市场放松管制之前，垄断企业负责电力的生产、输送和分配。以此为 基础，电力市场改革的模式并不完全相同，但共同的目标是刺激市场竞争，降低系统成 本，实现社会福利最大化。通常实现这一目标的方法是拆分垂直综合电力生产商并将国 有公用事业私有化。由于电网是自然垄断的完美范例，电网监管则是必要的。因此，输 电网作为独立的系统运营商从原有公用事业的发电和配电中分解出来，或者仍然是公用 事业的一部分，但与其他业务分开，并受到严格监管。此外，即使一些国家将竞争重点 放在零售侧以降低终端客户的电力成本，但是批发侧在放松管制中也发挥了至关重要的 作用。在批发侧或发电方面，各个国家和地区普遍建立了批发市场，发电商可以在那里 出售电力。与交易商品或金融产品的其他市场不同，这些市场需要考虑电力的特殊特性。 最重要的是，电网连接以及即时平衡发电和需求的需要。由于这项服务是由电网运营商 提供的，因此最初建立的市场通常与电网运营商的经营区保持一致，并且在某些情况下 由电网运营商运营4。

基本上所有市场化改革后的电力供应行业都建立了正式的电力批发市场。虽然市场为了 提高效率提供了强有力的激励，但也可能为市场力的行使提供了更大的空 间。大多数（或 许是所有的）改制后的供电行业都将发电厂的所有权与输电设施的运营拆分开来。输电 系统一般由非盈利性公用事业实体实施规划和管理。为了实现有效的批发市场竞争，发 电厂的所有权往往也进行了横向重组。在配电方面，普遍由受监管的投资者所拥有的公 用事业公司或公营企业承担电能的分配（即物理配电网的建设和运营），而供电则从配电中被分离出来，并且在一些地区向替代供应商开放。

1.1.2 新能源发展引致的市场化改革

这些年来，新能源产业政策和补贴政策使得全球一半以上的新增电力装机容量来自于可 再生能源 。这就逐渐使得发电领域从以化石燃料（煤炭、石油和天然气）同步发电机为 主，逐步向以风电和光伏发电为代表的具有波动性、间歇性、随机性的可再生能源发电 转型。 可再生能源发电装机容量的迅猛增长正在从根本上改变了全球电力系统，同时也给电网 稳定运行带来了巨大的挑战。零碳电源替代化石燃料发电（部署风能和太阳能以及储能） 以实现电力行业脱碳的政策设计，给电力系统运营、批发市场和零售电价的设计、风能 和太阳能及储能的投资框架以及电力可靠性等带来了一系列新问题。

在电能量市场上，新能源发电的边际成本低甚至可以负电价报价，大规模新能源参与市 场将降低电力市场的出清价，甚至在极端情况下，市场出清价甚至为零或者负值。这将 影响靠电量市场收益的火电电源获益。由于新能源发电出力的不确定性，新能源发电会 使市场出清价波动性更强，对火电等市场参与者造成更大的收益不确定性。在辅助服务 市场上，新能源发电的波动性和不确定性，增加系统运行备用的需求。新能源发电增加 系统灵活性需求，如果电量市场中对灵活性激励不足，则需要增加辅助服务市场中的系 统灵活性激励。在容量市场上，新能源发电的波动性和不确定性对容量市场设计提出新 的需求，同时也将增加火电机组从容量市场获益的需求。 传统的电力系统围绕可调度发电建设，主要以火电为主，并且有容量限制，而如今电力 系统正在不断发展演变以管理大规模的风电、太阳能发电和储能设备，并且随着零边际 运营成本电源的大规模渗透，电力系统还需要应对高水平的现货市场价格波动。 各国针对改革过程中出现的问题进行了额外的设计并调整监管举措，总结经验教训，同 时为了应对环境保护，特别是应对气候变化，也发展了与这些环境政策相匹配的发电、 供电和储能相关技术，比如风能、太阳能、储能、系统运行和计算能力、能效和需求响 应等。

1.1.3 欧美主要国家电力市场化改革进程

（1）英国电力市场改革进程5： 1989 年 7 月，英国政府颁布了新的《电力法》，英国电力市场引入电力库（Pool）模式， 此模式下的英国电力工业实行电力库与差价合约相结合的交易方式，规定所有交易必须 通过电力库实行全电量竞价。 2000 年英国电力市场引入了妮塔（NETA）模式，进一步推进电力市场私有化和提高市 场化水平。在 NETA 模式下，英国电力市场主要以双边交易为基础，发电商与用户可签 订双边合同、长期合同。 2005 年英国电力市场以 NETA 模式为基础进行了第三次改革，建立了统一的英国交易输 电协议（BETTA），建立了全国统一的电力交易、平衡和结算系统，统一了输电定价方法 和电网使用权合同。 2011 年 7 月，英国能源与气候变化部发布了《电力市场化改革白皮书（2011）》，开启 新一轮以促进低碳发展、保障供应安全为核心的电力市场化改革。英国政府期望通过本 轮改革达到保证安全可靠的电力供应；促进可再生能源和节能低碳技术的投资和最大限度地提高市场的经济效益并降低消费者的电费支出三个目的。 2013 年 12 月，英国颁布了新的能源法案，明确将由国务大臣负责制定英国 2030 年碳 减排目标，并提出对低碳机组实行差价合约、建立容量市场以及对新建燃煤机组限制碳 排放标准等举措，以促进节能减排和保障能源供应安全。

（2）欧盟电力市场改革进程

1996 年欧盟发布了《1996 电力市场共同规则指令》，规定欧盟各成员国应该加强电力网 络建设，废除已有电力企业的排他性权利，区分基础性服务和增值服务，允许在电力生 产和销售环节引入竞争。此阶段欧盟还要求各成员国放开用户选择权6。 2003 年欧盟颁布了《2003 电力市场共同规则指令》，对欧盟各成员国的电力市场化改革 提出了硬性规定，要求输电、配电业务须从垂直一体化电力企业中实行法律分离，成立 独立的子公司，并对要求到 2007 年 7 月 1 日前，所有用户都有权自由选择供电商。 2009 年，欧盟颁布《2009 电力市场共同规则指令》，认可了欧盟输电网络行业结构的多 样性，对垂直一体化的电力企业并未强制要求进行产权拆分，而是通过加强监管的方式 来实现公平竞争 。 欧盟在 2020 年能源战略中提出，欧盟能源市场要以保障欧盟能源供应和应对气候变化 为目标。 2022 年，全球能源危机导致欧洲电价飙升，促使欧盟对电力市场设计进行新一轮改革。 新一轮电改力求更好的保护消费者、增强市场稳定性、提升绿色电力接入。促进长期购 电协议（PPA）和差价合约（CfD）机制发展是本轮电改的重要部分。

（3）美国电力市场改革进程7

1978 年，美国颁布的《公用事业管制政策法案》鼓励非公用电力公司进入发电和电力批 发市场，促进发电环节多样化发展。 1992 年修订的《能源政策法》规定各类电力企业都享有平等、开放地进入输电网的权利， 使得公用电力公司的输电系统平等地为公用和非公用电力公司的电源提供输电服务。 1996 年，美国联邦能源监管委员会（FERC）发布 888 号和 889 号法令，1999 年发布 2000 号法令，通过设立独立系统（电网）运营商（ISO）和区域输电组织（RTO），推动 了区域电网与电力交易市场建设。目前8美国已建立 7 个区域电力交易市场 ISO/RTO 组 织，包括主要面对单一州的加利福尼亚独立系统运营商（CAISO）、纽约独立系统运营商 （NYISO）和得克萨斯州电力可靠性委员会（ERCOT），以及面向多州的中部大陆独立系 统运营商（MISO）、新英格兰独立系统运营商（NE-ISO）、西南电力库（SPP）、宾夕法 尼亚-新泽西-马里兰互联电网（PJM）。除了以上区域以外，西北部、西南部、东南部仍 有近 20 个州的绝大部分地区采用传统模式，并未建设或加入 ISO/RTO 并建立竞争性批 发市场。 2010 年以来，随着以风电、光伏为代表的可再生能源大量接入，西北部、西南部和东南 部非 ISO/RTO 区域的公用电力公司，也在寻求批发电力市场交易的新模式，以应对可再 生能源接入带来的波动性、间歇性和不确定性。在西南部和西北部，CAISO 与周边平衡 区建立了自愿性的西部能源不平衡市场（Western Energy Imbalance Market, WEIM），SPP 与周边平衡区建立了自愿性的西部能源不平衡服务市场（Western Energy Imbalance Service Market, WEIS）。在东南部，电力企业组建了东南部能源交换市场（Southeast Energy Exchange Market, SEEM），以双边交易的形式，利用未被使用的输电容量，优化 区域内的电力流动。

1.2 中国电力体制改革与发展现状

我国电力市场化改革主要任务是打破垄断、引入竞争，放松电力行业管制，逐步建立以 中长期交易规避风险、以现货交易市场发现价格、交易品种齐全、功能完善的电力市场， 建成以市场竞争机制、兜底服务机制、绿色发展机制和区域协调机制为依托，以电力产 业体系为基础和以政府管理体制为保障的电力市场 9。 中国电力体制与电力市场化改革 已经走过了二十多年的路程，迄今取得了多阶段突破和切实进展。2002 年发布的电力体 制改革“5 号文件”率先打破电力系统的垂直一体模式格局，实现了“厂网分离”；2015 年的“9 号文件”及其一系列配套文件进一步在批发、配电、零售的环节引入竞争，推 动了全国范围内中长期电力交易常态化和现货交易的大范围试点 。

1.2.1 2002 年电力行业重组

2002 年，中发〔2002〕5 号文件标志着电力行业“厂网分开，竞价上网”改革的正式开 始。国务院基于放宽管制的国际惯例提出了电力重组计划，意为引入竞争、打破垄断、 刺激电力供给规模的发展。2002 年 12 月，国家电力公司的拆分标志着发电环节与输配 售电环节的分离。其中电网环节被拆分为国家电网和南方电网两大电网公司，发电资产 划归华能、大唐、华电、中电投和国电五大发电集团，为保障发电侧的竞争，每个发电 集团在区域发电市场装机容量的市场份额均低于百分之二十。2011 年 9 月，中国电力建 设集团和中国能源建设集团成立并同两大电网公司签订了无偿划转协议，标志着主辅分 离的完成。 2002 年的电力市场的改革和重组，旨在通过“厂网分离”和竞价上网政策打破纵向一体 化的垄断局面，实现发电环节的竞争。为了适应电力体制改革的新形势，中国电力行业 无论是在监管还是在电价管理上都出台新政策。中国电力行业的监管工作也取得了突破， 2003 年成立的电监会标志着中国电力行业的监管由政府直接控制转变为由独立的监管 机构监管。随后，国务院颁布了《电力监管条例》，电监会也出台了《电力业务许可证管 理规定》、《电力市场监管办法》以及《电力市场运营基本规则》，电力监管不断成熟。

在电价改革方面，2003 年国务院出台《电价改革方案》，对上网电价、输配电价和销售 电价的构成和定价模式进行了明确规定。2005 年，发改委印发《上网电价管理暂行办 法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》并与同年 4 月实行煤炭联 动方案。但由于电力短缺，区域电力市场的试点工作被迫终止，竞价上网无疾而终，煤 炭联动机制的效果也并不理想。 2002 年电力体制改革制定的“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”四大目标在 十余年的改革过程中仅实现前两步。虽然改革后发电环节的竞争格局已经形成，但输配 售电仍然处于垂直一体化的垄断状态，电网企业的垄断在一定程度上耗散了上游发电企 业的利润并挤占了下游用电户的利益。

1.2.2 2015 年新一轮电力体制改革

电力市场化改革是中国电力体制改革的核心任务之一。在 2002 年“电改”“实现“管办 分开、厂网分开”的基础上，2015 年“9 号文”开启的新一轮电改，将推进电价改革、完善市场化交易体系等作为改革的重点任务。以“9 号文”为标志的新一轮电力体制改 革以顶层设计为主，以各省的市场建设为起步，主要按照“放开两头，管住中间”的体 制框架，有序推进电力体制市场化改革。“有序放开发用电计划”和“建设电力现货市场” 是我国现阶段按照“两头放开”的基本思路在发电侧和售电侧市场化改革的重要尝试， 输配电价改革是实现“管住中间”的首要任务。 2015 年 3 月，国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（简称 9 号文）， 国家发改委与能源局随后印发《关于推进输配电价改革的实施意见》、 《关于推进电力 市场建设的实施意见》和《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》等 6 个配套 文件，标志着新一轮电力体制改革的正式启动。此次改革提出了“三放开、一独立、三 强化”的改革路径，其中“三放开”和“一独立”指放开经营性电价、放开公益性调节 以外的发电计划、放开新增配电和售电业务和建立独立的电力交易机构，“三强化”代表 进一步强化政府监管，强化统筹规划和强化电力系统安全高效运行和可靠供应。

电力市场改革应立足经济发展阶段和实际国情，电力市场改革和建设进程与经济社会发 展进程紧密结合，这启示我们对于电力市场改革应与经济社会发展中面临的实际问题相 联系。继续深入推进电力市场化进程，不断消除制约电力市场发展的不利因素，进行体 制机制创新，不但是电力行业高质量发展的要求也是市场经济体制改革和发展的应有之 义。当下电力市场改革也需要回应“碳中和”战略要求，由于电力系统是最大的碳排放 占比行业，能源结构变革催生电力市场改革进一步深化。伴随着新能源装机容量和占比 地不断提升，电力市场所面临的新能源全额消纳和电网调峰矛盾日益严峻，需要不断推 进电力行业的改革和建设，为新能源的消纳和发展提供体制保障。

第二章 国外电力金融市场发展

2.1 全球电力金融市场发展概况

与石油、粮食等大宗货物交易市场发展规律类似，当现货市场发展到一定规模，交易机 制比较稳定，交易量逐步扩大后，各交易方对价格风险的不同偏好会逐步催生远期合约 与各类衍生品的需求，基于某种大宗产品现货市场的金融市场便会发展起来。 对电力金融市场和产品的研究始于上世纪 80 年代10，随电力市场化改革进程而逐步发展。 最早的电力金融产品（衍生品）诞生于 1993 年的挪威，在其开展电力改革后，最初为 进行场外交易的电力远期合约，采取物理交割，逐步发展为金融交割。1995 年，同样在 北欧，推出了首个场内交易的标准化电力期货。得益于较为成熟的金融体系和较为宽松的金融衍生品政策环境，欧美国家在电力市场化改革启动后，尤其是在现货市场建成后 纷纷推出了电力期货等更为成熟的电力金融衍生品。在美国，电力期货合约于 1996 年 首次在纽约商品交易所上市交易，其收益结构与电力远期合约相同，电力期货合约与其 他金融期货合约一样，在合约规格、交易地点、交易要求、结算程序等方面都高度标准 化。同年，美国也推出了电力期权合约。2000 年推出了目前交易最活跃的 PJM 电力期 货合约。 亚洲地区的新加坡、日本等国家也在电力市场发展的基础上，引入电力期货等 金融产品。除电力期货、期权等场内金融产品以外，各国也在此基础上发展其他电力金 融衍生品，北欧国家于 2000 年发展差价合约（EPAD），作为远期合约，涵盖区域价格和 系统价格之间的差异 。如今，全球已形成品种多样、规模庞大、标准体系完善的电力金 融产品与市场。

2.2 澳大利亚电力金融市场

澳大利亚有丰富的天然矿产资源，尤其是煤炭和天然气。一些发电厂直接建在煤矿厂坑 口附近，因此火电在澳大利亚具有天然优势。近年，在控制气候变化的大背景下，澳大 利亚加快了能源转型的步伐。

2.2.1 澳洲电力市场背景综述

监管层面，澳大利亚电力市场中有多个联邦层级的监管机构，《国家电力法》对这些机构 的职能进行了覆盖全面、界定清晰的分工，各自的监管职能都获得了法律的明确授权， 避免其权力交叉和滥用，以确保各电力监管机构的独立性和专业性。澳大利亚电力市场 由澳大利亚政府联席委员会（COAG）、澳大利亚能源市场委员会（AEMC）、澳大利亚能 源监管局（AER）三个机构负责监管。2020 年 5 月澳大利亚政府委员会解散后的前 COAG 由能源国家内阁改革委员会（ENCRC）和能源部长会议（EMM）取代。 区域分布方面，澳大利亚的电力市场分为东南部，西部（西澳）和北部（北领地）三个 电力系统。其中，覆盖澳大利亚东南部五个州的 National Electricity Market（以下简称 “NEM”），也就是一般文献与研究报告中所提到的国家电力市场，从 1999 年开始运营， 历经超过 20 年的运行和完善，NEM 覆盖了澳大利亚人口较为集中的五大州，分别是昆 士兰（Queensland，QLD，“昆州”）、新南威尔士（New South Wales，NSW，“新州”）、 维多利亚（Victoria，VIC，“维州”）、南澳大利亚（South Australia，SA，“南澳”）以及 塔斯马尼亚（Tasmania，TAS，“塔州”）。西澳和北领地不连接到 NEM，其根本原因是距 离相隔较远。西澳的电网比较特殊，整个西澳的电网类似于微电网，其不参与 NEM 的售 电活动。

NEM 覆盖的五个州，每个州划为一个价区（其中首都地区包括在新州内），共 5 个价区。 每个价区内被调用发电机组的最高价格就是该价区这一时刻的出清价格，即在该价区负 荷每增加 1MW，供应增加部分电量机组的报价即为该价区出清价格。出清电价是 AEMO 根据发电商对发电主体的报价及发电计划、电网用电负荷预测以及电网运行状态，在满 足输电载流约束条件下，根据调度情况结算的电价。从 2022 年 7 月 1 日起执行的最高 价格上限为 15,500 澳元/MWh，每年根据通货膨胀进行调整；市场最低价格为负 1,000 澳元/MWh，允许报负电价。AEMC 的可靠性小组每四年审查一次该价格上限和市场最低 价格的设置，以确保其符合 NEM 可靠性标准。

2.2.2 澳洲电力金融市场

在澳大利亚，有两个不同的金融市场支持 NEM 的电力批发市场： (1) 场外交易（OTC）市场：由供需双方直接签订合同（通常由经纪人协助）。OTC 的条 款通常在国际掉期和衍生品协会（ISDA）协议中规定。(2) 场内交易市场（交易所交易市场）：电力期货产品在澳大利亚证券交易所（ASX）或 通过 FEX Global（FEX）进行交易。参与者包括发电商、零售商等电力批发市场参与者， 即实际金融工具的使用者，也包括了投机者、银行和其他金融中介机构等类似以获取收 益的做市商。NEM 覆盖的 5 个州中有 4 个州，即昆州、新州、维州和南澳提供电力期货 产品。 通常情况下，NEM 市场的参与者通常需要管理交易期间发生的重大现货价格波动所带来 的相关金融风险，并通过使用电力金融合同来实现这一点，以锁定未来某一特定时间生 产或消费的固定电力价格。这些金融合同的安排通常以衍生品形式存在，包括掉期或套 期、期权和期货合约。

2.2.3 电力金融市场对 NEM 电力市场参与者的重要意义

电力现货价格高企且极不稳定，影响了电力金融市场，电力期货合约可以作为管理价格 波动风险的金融工具之一。

这些市场的剧烈波动对于零售商管理价格风险的能力要求更高，同时对发电商的影响也 很大。在这种情况下，发电侧会根据所预测的电力负荷曲线来出售相对应的电力合约以 达到套期保值的效果；对于新能源发电商，虽然企业签订了 Corporate PPA（企业购电 协议），但由于新能源的随机性、间歇性、波动性等特点，发电侧也可以通过电力金融市 场的合约交易来管理其未来无法按量交付的风险。相比于发电侧，零售商需要面对的风 险不只是批发的电价电量，还包括零售的电价和电量以及其客户支付电费账单的信用风 险等，当批发电力市场的需求和供应条件变得紧张时，零售商的风险随之加剧。

2.3 美国电力金融市场

2.3.1 美国电力市场背景综述

美国电力系统由 7300 多个发电设施、近 160000 英里的高压输电线、数百万条低压电线 和配电变压组成，连接着 1.45 亿客户。为了可靠性和商业性，地方电网相互连接，在最 高级别电网上，美国 48 个州的电力系统由三个主要电网（Interconnections）组成（东 部、西部、德州），它们在很大程度上相互独立运行，彼此之间的电力传输有限。电力系 统的实际运行由称为”“平衡机构”（balancing authorities）的实体进行管理，它们负责 各自平衡区域内的发用电平衡。目前，美国全国共有 66 个平衡机构，其中东部电网 31 个，西部电网 34 个，德州电网 1 个。平衡机构包括承担电力系统特定部分平衡责任的 电力公司，也包括有独立系统运营商（independent system operators, ISOs）和区域输 电组织（regional transmission organizations, RTOs）。

90 年代以前，大多数投资者拥有的电力公司都受到监管和垂直整合，公用事业机构拥有 发电设施和输配电线路。1996 年，联邦能源监管委员会（FERC）颁布 888 号法令，鼓 励建设独立于发电商和用电方的 ISO/RTO 机构，由分拆出的 ISO/RTO 机构负责运行电 力输送网络。截至目前，美国许多地区解除了对电力系统的传统管制，建设了面向发电 商或发用电双方的电力市场，协调了北美 2/3 的电力生产和传输。在这些地区，ISO/RTO 通常负责电力市场的组织与交易。目前，美国主要的 ISO/RTO 机构包括：加利福尼亚独 立系统运营商（CAISO）、纽约独立系统运营商（NYISO）、得克萨斯州电力可靠性委员 会（ERCOT）、中部大陆独立系统运营商（MISO）、新英格兰独立系统运营商（NE-ISO）、 西南电力库（SPP）、宾夕法尼亚-新泽西-马里兰互联电网（PJM）。值得注意的是，在美 国的西北部、西南部和东南部，仍然有约 1/3 的州沿用传统电力经营模式。 与澳大利亚相比，美国没有全国统一的电力市场，现阶段电力批发市场主体主要是由 RTO （区域传输组织）或 ISO（独立系统运营方）组成（RTO 和 ISO 共同组成了 IRC），协调 了北美 2/3 的电力生产和传输。

电价机制方面，美国电力市场主要采用节点边际电价（Locational Margin Price）。节点 边际电价通常包括以下三部分，但具体到每个 ISO/RTO 的运营可能会不同， 例如，德州 ERCOT 节点电价由两部分组成：系统能量分量和阻塞分量，不包括网损价格。 另一方面，美国不同 ISO/RTO 管理阻塞和相应的定价方式不同，系统电价计算和结算也不同。

价格交易“节点”可以选择区域（zone）和交易中心（hub）： 在美国每个 ISO 的批发电力市场中，电价都是在节点（nodes）上设定的，节点是 电网上连接特定发电资产的单个点，一个市场中有成百上千的节点，负荷区域价格 是通过加权平均将发电节点价格汇总到少数几个区域中心/枢纽（hub）或区域（zone） 交易/结算。 设置负荷区域和枢纽结算点的目的是增加电能交易的流动性和价格的稳定性，这些 合计值通常不受电力市场局部（如阻塞影响 resource nodes 价格）波动的影响以及 resources nodes 上网容量的限制 。通常由于交易中心（hub）价格的波动性通常较小、流动性较高，多数市场参与者 在区域枢纽结算 美国交易节点的设置与电价机制，对美国电力金融产品的设计产生了重要影响，例如很 多产品都是针对某一个交易节点的品类和属性进行设计的。

2.3.1 美国电力市场背景综述

美国电力金融产品的交易机构主要包括两大类：交易所（场内）和 ISO/RTO。其中，标 准化的电力金融衍生品在交易所内进行上市与交易。涉及电力金融衍生品的交易所包括 纽约商业交易所 （New York Mercantile Exchange，NYMEX ），洲际交 易所 ICE （Intercontinental Exchange，ICE）和 Nodal 交易所（隶属于欧洲能源交易所 EEX）和 纳斯达克期货交易所（Nasdaq Futures Exchange，Nasdaq NFX），其中 Nasdaq NFX 已 于 2020 年 6 月 2 日停止运营。 美国是首个推出电力期货合约的国家。纽约商业交易所（NYMEX）于 1996 年 3 月和 4 月分别推出了以西部输电网的市场连接中心为交割点的电力期货合约和电力期权合约， 随后其他地区的电力期货合约产品也陆续推出，主要电力期货合约都在 NYMEX、ICE、 Nodal 等上市，相关期货和期权产品品种上百个，涵盖了各现货市场区域、交易中心、 节点和时段等，为市场参与者提供相适应的风险管理工具。除了交易所场内期货、期权 等常见的电力衍生品，电力金融产品还包括由 RTO 和 ISO 组织交易的金融输电权交易和 虚拟投标权产品等。

合约种类比较丰富的交易所是 Nodal 交易所。Nodal 交易所11的期货合约种类数量占全部 期货期权合约种类数量的 98.58%，ICE 交易所12的美国期货合约种类数量占全部期货期 权合约种类数量的 87.59%，NYMEX 交易所13的期货合约种类数量占全部期货期权合约 种类数量的 76.14%。但是美国电力金融市场的主要交易所的期货产品种类要远大于期 权合约的种类数量，这说明平均而言期权的单个产品的平均交易量大于期货产品，尽管 期货合约的产品种类比较丰富，但是期权合约的活跃度高于期货合约。

合约设计方面，期货期权合约种类繁多，期货期权的主要是根据区域（节点）、期限、消 费时段、电力市场时点等不同组合设计了不同合约。从标的区域看，主要包括电力市场 的负荷区（load zone）、连接中心（Hub）、发电节点（node）和外输电网市场。从合约 的期限上看，合约主要用年、月和日三种。合约的电力消费时段主要包括 4 类：峰荷 （on-peak）、非峰荷（off-peak）、2X16 和 7x8。从合约的电力现货市场时段包括 2 类： 日前市场（day ahead，dap）和实时市场（real time，rtp）。

不同电力标的区域的合约种类数量在交易所存在差异，以贴合电力现货市 场节点边际电价的特性。在 ICE 和 NYMEX 交易所，以 Hub 和 Zone 的 LMP 价格作为合 约的结算价格的合约数量基本上相同，而在 Nodal 交易所，大量的合约是以 Node 节点 的 LMP 作为合约的结算价格，而且不像其他两个交易所，以 Zone 的 LMP 作为结算价格的合约明显多于以 Hub 的 LMP 作为结算价格的合约。以电力现货日前市场、实时市场 为标的的合约在不同交易所呈现不同的特征，整体而言，日前市场的合 约比实时市场的合约种类多；在 Nodal 交易所，日前市场的合约种类占比更高，而其他 两个交易所的合约种类相对更加均衡。 此外，通过分析 Nodal 交易所中交易的全部 ERCOT 电力期货交易品种，发现以下几个 特点：一是随着合约期限增长，交易所的交易品种数量逐渐下降；二是期货交易所中的 大多数期货合约是没有开仓量，有开仓的期货品类仅占 20%左右，即大部分期货品种交 易不活跃，甚至是没有交易量。

2.4 其他国家的电力金融市场

2.4.1 欧洲电力期货市场

欧洲电力期货市场的活跃合约集中在 Nasdaq Commodities（Nasdaq 旗下）、ICE Futures Europe、欧洲能源交易所（European Energy Exchage）、土耳其伊斯坦布尔交易所（Borsa Istanbul）和意大利证券交易所（Borsa Italiana）。 欧洲市场是全球起步最早的电力期货市场，欧洲电力期货市场推出的合约主要覆盖北欧、 荷兰、比利时、德国和英国等区域，合约类型主要包括基荷和峰荷以及差价合约。欧洲 上市的电力合约以日度、周度、月度、季度和年度合约为主，以季度合约最为活跃。欧 洲期货市场以基荷合约成交最为活跃，且以日前合约为主。在欧洲电力衍生品市场，尽 管市场整体下滑，交易量也有所下降，但市场份额已增至历史最高水平，整体电力现货 量保持稳定。

以 EEX 为例，EEX 于 2005 年在德国莱比锡成立，并在伦敦、巴黎和布鲁塞尔等设有办 事处，已有几百家来自各国的能源交易商在此交易，是目前世界领先的能源衍生品交易 中心。在能源金融衍生品方面，除了电力期货，期权、煤炭、天然气和碳证、绿证等期 货期权产品亦可被交易。EEX 交易的期权合约全部为欧式期权，只有在到期日才可以行 权。部分电力期货还可以选择期转现，即一旦选择期转现交易，期货合约量将被逐日分 解参与到现货市场的日内（Intraday）拍卖交易中。在欧洲电力市场，EEX 已经取得了 竞争性优势，2022 年在 EEX 成交的欧洲电力金融衍生品体量达 33438 亿千瓦时，是同 期欧洲现货市场成交电量 6163.55 亿千瓦时的 5.43 倍。EEX 在美国市场份额持续扩大， 有望接近并超越 ICE Futures US 的规模。从全球范围看，2022 年在 EEX 成交的电力衍生品交易电量合计为 57339.55 亿千瓦时14。 EEX 将交割日期为两天后的交易定义为衍生品市场交易（Derivatives Market）。针对电 力、碳排放权设计有相应的标准化期货、期权产品。按不同国家、不同到期日、不同负 荷类型区分，目前 EEX 共有近 200 种电力期货合约，27 种电力期权合约，1 种碳配额 EUA 期权合约。且对不于同国家期货的价格差，同样可以作为产品进行交易，目前这样 的品种共计 38 个价差产品（Spreads）。

期货合约： (1) 地区差价合约：EEX 为选定的金融电力期货提供保证执行的地区差价合约。价差使 交易参与者能够有效地交易这些交割区域之间的价格差异。 (2) 期货到现货服务（FTS-Service）：EEX 与 EPEX SPOT 合作，提供期货到现货服务 （FTS-Service），根据参与者在 EEX 电力期货产品中的各自头寸，在相应的 EPEX SPOT 日前拍卖中出价。该服务适用于同时获准参与 EEX 电力期货市场和 EPEX SPOT 电力现 货市场的交易参与者。 近年来，随着可再生能源向无补贴方向发展，购电协议（Power Purchase Agreement， “PPA”）市场也随之增长。由于购电协议的长期性，交易方需要承担巨大的风险，从而 增加了对金融风险管理的需求。通过标准的 EEX 电力期货对冲长期价格风险，EEX 使交 易方能够对冲未来价格变化的风险。EEX 电力期货的标准配置为年度合约，最长可达 6 年。2021 年 9 月，EEX 将德国、意大利和西班牙电力期货的可交易年度从 6 年延长至 10 年。这一改进使客户能够提前 10 年对冲价格风险，促进了交易所的 PPA 对冲，并推 动了可再生能源融入电力市场。

期权合约： EEX 为外汇交易和交易注册提供月度、季度和年度期货的欧式期权。EEX 推出了新的期 货式保证金期权，为 EEX 的客户提供了更多的交易机会。期货式保证金期权是一种更能 保持流动性的期权产品，因为预先支付的保证金被分解为每日保证金支付，这使得投资 组合和风险经理更容易评估他们的每日风险敞口。 为了适应欧洲的能源转型，同澳大利亚的 ASX 一样，EEX 设计并交易有上限的期货合约 （Cap-Futures），另外还有下限期货合（Floor-Futures）、风电期货（Wind-Power-Futures） 等产品。此外，价差交易指令的设计与交易是一个亮点。针对不同地区的电力期货价格 差（Inter-Product-Spreads）、同一地区不同到期日的期货合约价格差（Time-Spreads）， 可以进行交易。这区别于目前中国通用的中长期差价合约，交易标的即为价差，而不是 以交易的中长期合约价格与现货价格的偏差做结算。从交易设计动机上看，价差指令设 计的本质是用于套利，合理的运用一定程度上可以用来对冲风险，但是和中长期财务合 约的避险功能相比存在质的区别。

2.4.2 新加坡电力期货市场

美国电力金融产品的交易机构主要包括两大类：交易所（场内）和 ISO/RTO。其中，标 准化的电力金融衍生品在交易所内进行上市与交易。涉及电力金融衍生品的交易所包括 纽约商业交易所 （New York Mercantile Exchange，NYMEX ），洲际交 易所 ICE （Intercontinental Exchange，ICE）和 Nodal 交易所（隶属于欧洲能源交易所 EEX）和纳斯达克期货交易所（Nasdaq Futures Exchange，Nasdaq NFX），其中 Nasdaq NFX 已 于 2020 年 6 月 2 日停止运营。 新加坡电力约 95%依赖于天然气，大部分天然气从马来西亚和印度尼西亚进口，与高硫 燃料油的市场价格挂钩。电力现货价格波动显著，因此可以使用电力期货合约。新加坡 能源市场管理局（EMA）与新加坡交易所（SGX）和电力行业合作，于 2015 年 4 月推出 电力期货市场，旨在通过电力市场化使更多的消费者收益。同样，新加坡电力期货市场 的发展有益于新零售商、电力消费者与发电公司。

新加坡电力期货主要分为季度与月度电力期货，二者最小价格波动均为每兆瓦时 0.01 新 元，以现金结 算，且不设 置持仓限 额与价格限 制。季度 电力期货 合约规模为 1080~1104MWh，季度电力期货合约交割结算价为即将到期的季度的能源价格的算术平 均值；月度电力期货合约规模为 336~372MWh。，月度合约交割结算价为即将到期的月 份的能源价格的算术平均值。 电力市场进入门槛较低有益于新零售商的参与，期货合约确保固定价格合同并规避价格 风险；能够提供更多的创新型零售套餐，例如绿电套餐或需求管理服务。电力期货市场 的发展将提高产品竞争力与多样性，对于电力消费者而言，期货合约可代替传统固定价 格的零售合同锁定长期电价，同时通过期货市场提供的透明价格协商零售套餐。发电公 司同样可以更好的实现风险管理与发现商机，其可以利用期货合约对冲商业与运营风险， 代替传统的电力实物合同，利用期货合约卖电。

2.4.3 日本电力期货市场

2016 年，日本的电力零售市场在经过一系列改革后全面开放，如修订电网规则，建立基 本负荷市场等。在此情况下，日本电力交易所（JEPX）下的电力批发市场规模迅速扩大， 占日本电力总需求的三分之一。因多数新进入市场的电力零售市场需要依靠 JEPX 进行 采购，对冲价格波动风险的需求上升。为满足此需求，日本东京工业品交易所（TOCOM） 在 2019 年 9 月上市了四种电力期货合约，分别为东区基载电力、西区基载电力、东区 峰值负荷电力与西区峰值负荷电力。四种电力期货合约均通过现金结算，报价单位为0.01 日元/kWh，涨跌幅限制为以基准价格为中心，上下浮动 8 日元，存在商品间套利，场外 交易，结算价格为从晚间竞价开始至日间竞价结束之间的场内最终成交价格等，依据电 力期货品种的不同，持仓限制也不同，从 5000 手至 14000 手不等。

第三章 电力金融产品及其应用

3.1 电力衍生品与其他商品衍生品的主要区别

对于一般商品，如有库存产品的大豆生产商可以在特定的一天决定是否在现货市场上出 售。然而，对于电力生产商来说，选择并不那么简单：发电商必须决定如何销售特定时 间点的可用发电容量，对于每个发电机组，在每个时间段内，发电商可以安排停机时间 进行维修和维护，或出售固定电力、可中断电力或旋转储备等。相比之下，电力现货市 场比大多数其他商品市场具有更复杂的配置功能：除了分配多维的发电能力，稀缺的配 电资源也必须得到适当的配置，且电力现货市场还存在一些极端的价格波动，然而电力 价格风险管理的过程甚至比生物性资产等其他不可储存商品要复杂得多。

因此，电力有着与其他商品有着不一样的特性： (1) 电能很难储存。如果一种商品根本无法储存，那么今天的现货价格和明天交货的均 衡远期价格之间就没有联系——现货价格和附近远期价格之间缺乏关联性，这使得电力 套期保值变得更加困难，因为期货合约平仓的价格与随后的现货价格之间没有必要的关 系，也意味着电力期货合约不像可储存商品那样提供直接的价格发现的功能。但是，随 着储能技术的进步，一些电能是可以通过抽水蓄能、电池技术进行储存，虽然相对于电 能量的规模，储能尚未普及、且价格较高。随着储能技术的发展与储能装机的不断增长， 以及各地区对于储能参与电力市场、电力金融市场的规则不断完善，将对电力衍生品市 场也产生重要影响； (2) 电力的最大供应量是一定的，且市场对电力的需求随季节、工作日以及白天长短的 不同而差异较大。因此，相对于其他商品和金融资产可以早上买下午卖或是隔天卖，又 或是在冬天购买在夏天卖，甚至是当可储存商品的远期价格低于现货价格的未来价值， 任何持有商品超额库存的人都可以以现货价格出售商品，通过在需要交割之前从期货协 议中购买产品，在当地购买产品，并利用期货市场的收益或损失来抵消套期保值。这在 储能规模化发展以前，不可储存额的电力几乎是不可能完成这类套利交易的，电力的即 期价格有时会发生非常大的变化。

3.2 套期保值策略/对冲策略

对于一般商品，如有库存产品的大豆生产商可以在特定的一天决定是否在现货市场上出 售。然而，对于电力生产商来说，选择并不那么简单：发电商必须决定如何销售特定时 间点的可用发电容量，对于每个发电机组，在每个时间段内，发电商可以安排停机时间 进行维修和维护，或出售固定电力、可中断电力或旋转储备等。相比之下，电力现货市 场比大多数其他商品市场具有更复杂的配置功能：除了分配多维的发电能力，稀缺的配 电资源也必须得到适当的配置，且电力现货市场还存在一些极端的价格波动，然而电力 价格风险管理的过程甚至比生物性资产等其他不可储存商品要复杂得多。

由于电力市场通常与其他商品市场（例如通过发电过程）（例如天然气或石油）高度相关， 因此交易商品价差衍生品（例如火花价差期权或远期）很常见。复杂的电力衍生品通常 也嵌入在传统的电力供应合同中。 套期保值策略通常会充分理解相关衍生品并进行适当的利用，正将有利于帮助电力市场 参与者通过交易和结构化套期保值策略来管理风险。套期保值是一种降低资产不利价格 变动风险的投资。从技术上讲，基本的套期保值包括投资于具有负相关性的两种资产（两 种资产如何相互移动的统计测量）。

3.3 电力金融产品及其应用

在以下内容中将介绍海外电力市场参与者在电力衍生品中持有头寸的例子和案例研究， 这些头寸为基础能源资产提供了平等和相反的财务敞口，使其能够抵御大幅价格波动。

3.3.1 电力期货合约及其应用

电力期货合约的关键要素包含合约名称、交易单位、报价单位、最小变动价位、每日价 格最大波动限制、合约交割时间、交易时间、最后交易日、交割地点、交易手续费、交 割方式、交易代码和最低保证金等。电力期货合约在商品交易所交易，交割日期、地点、 质量和数量均已标准化，作为标准化的合同，其中与交易相关的所有条款都已预先定义， 而价格是唯一剩下的谈判点。标准化有助于使价格透明化，因为不需要对质量进行校正 来比较不同的合同。当价格的真实性质加上交易所报告所有交易价格时，拥有了价格完 全透明的情况。当买卖双方就价格达成一致时，就会创建电力期货合约。期货不像股票 有数量限制，创设合约的数量可以用以衡量特定类型期货合约的兴趣与重要性，此数量 为未平仓合约，最常见的平仓方式为拥有多头头寸的一方卖出，持有空头头寸的一方买 入期货合约。空头头寸持有者需要交付商品而多头头寸者需要收到相应数量的商品。

3.3.2 电力远期合约及其应用

与场内标准化产品的合约不同，远期合约属于场外非标合约，不在交易所进行交易，条 款的沟通可能消耗的时间周期较长、交易成本高。根据远期合约，一方有义务在未来的 指定日期以固定价格购买指定数量的指定商品，而另一方有义务出售指定商品。在远期 合约到期时，卖方将交付商品，买方将支付购买价款。如果当时商品的市场价格高于合 同规定的价格，则买方获利。反之，如果市场价低于合同价，那么买方就会蒙受损失。 远期合约和期货合约的区别在于远期合约的条款和条件没有标准化。相反，它们是为了 满足合同各方的特定业务、财务或风险管理需求而协商的。

3.3.3 电力期货的期权合约及应用

发电商和电力终端使用者可以使用看涨期权和看跌期权的组合来确保电力交割价格锁定 在特定的价格范围。电力看跌期权（也称为底价（floors））的买方支付溢价以获得在特 定时间点以特定价格（执行价格或行使价）出售电力的权利，但并非其义务。电力终端 使用者使用看涨期权（也称为上限（cap））设定他们将在指定时间点为商品支付的最高 上限价格（相对于指数价格）。对于发电商而言，发电商使用看跌期权来保证其电力的最 低价格以及商品的实物销售。发电商仍会从商品价格上涨中受益，但会避免价格下跌的 风险。

3.3.4 电力互换合约与差价合约及应用

发电商和电力终端使用者可以使用看涨期权和看跌期权的组合来确保电力交割价格锁定 在特定的价格范围。电力看跌期权（也称为底价（floors））的买方支付溢价以获得在 2008 年美国金融危机后，旨在提高透明度的弗兰克金融法规颁布，并在 2010 年通过了 《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》，以监督不受监管的场外衍生品市场。自 此，超过 50%的能源掉期交易经从场外交易市场转移到了期货交易所，能源市场参与者 通过避免更高的抵押品、资本和交易费用，获得与期货相同的交易和风险管理收益；同 时，所有掉期价格和交易都将被要求报告，以便监管机构能够监控市场。

金融掉期是一种衍生合同，交易对手将一方金融工具的现金流交换为另一方金融票据的 现金流。普通的能源互换与金融互换非常相似，是一种衍生品合同，交易对手在特定的 时间段内将浮动价格换成固定价格。此外，普通能源掉期是一种表外合同，不涉及实物 交割，仅在财务上结算。 电力互换合约为电价的不确定性提供短期、中期和长期的对冲工具，该类合约是根据两 个地点中任意一个的可变现货价格的固定电量建立的：发电厂所在地和电力用户经营所 在地。在美国电力金融市场，电力互换合约可以进行任何规模的交易，但该类合约通常 在峰值时以 25MW 的增量进行交易，例如，在 California-Oregon Border（COB）高峰的 时间包括：上午 6 时至晚上 10 时（每天 16 小时）、周一至周六（每周六天）：当道琼斯 COB 峰值价格的平均值超过固定价格时，合约中的买家从交易中获得正现金流，反之合 约中的卖方从交易中获得正现金流。

3.3.5 利用 Spark Spread 套期保值

Spark Spread 是电力市场价格与其生产成本之间的差额。通过 Spark Spread 套期保值是 一种基于电价及其生产成本差异的交易策略。通常情况下，发电商需要对电价和其生产 成本等信息进行市场分析、工厂评估和库存评估等，以作为决定执行 Spark Spread 策略 以保护其电力生产的利润，这些信息包括但不局限于：天然气的供应与价格、潜在电力 销售量与可观察到的电价信号、不同价差策略能够锁定的利润率等。根据评估结果，对 其生产所需不同的能源资产规模和生产的电力采取多重套期保值/对冲策略（类似一种组 合管理），包括需要实物交割的合约类型与金融类合约，以锁定最低电力产品的毛利率。 特别是对于发电商而言，发电的最优分配应使总发电成本最小化，同时满足总用电需求。 因此在优化电力市场的投资组合时，应包括发电的燃料来源、技术和需要交付和购买的 电力合约，也包括财务合约——既包括实物资产也包括金融资产，分析和评估优化建模 时需要同时考虑，进而对于电力衍生工具的使用亦是综合考量后的结果。

3.4 天气衍生品

气候变化的自身作为商品的一种是很难进行对冲的。气候不仅会影响能源产品的价格， 而且会影响能源消耗的数量，例如，当某年夏天比往常要热，家庭和工商业领域都会消 耗更多的电和化石燃料等，这些能源的价格也会上升。在这些市场和行业发展的背景下， 欧洲能源交易所（EEX）于 2016 年 10 月开始提供风电期货，旨在让市场参与者对冲与 风力发电相关的交易量风险。该期货产品的基础是由 EuroWind 计算的基于模型的负荷 系数，并使用了德国气象局（Deutscher Wetterdienst，DWD）和中央气象和地球动力 学研究所（Zentralanstalt für Meteorologie und Geodynamik，ZAMG）的气象数据，结 合涡轮机数据库来估计德国和奥地利的风力发电量，结算由平均风电负荷系数乘以相应 交付期内的总小时数确定19。

除了将天气数据作为期货产品等电力衍生品的数据基础，天气衍生品是指为了对冲天气 事件造成的交易量风险（天气风险），而开发出来的以温度、降雨等天气指标作为基础标 的的期权、期货等衍生品。天气风险主要被认为是数量而非价格风险。市场上用来对冲 价格风险的衍生品在对冲数量风险时具有局限性，因此天气衍生品为对冲价格风险的金 融工具提供了重要的补充。基础指数通常构成传统衍生品合约的基础，相比于传统衍生 品，天气衍生品不具有真实的可用于交易的标的物，合约中的标的指数定义的是对天气 状况的衡量，以跟气候相关的衡量指标为依据。例如，在芝加哥商品交易所交易的度日 指数期货合约中，采暖度日数（heating degree-day）是 65 华氏度与每日平均温度之差 和 0 中较大的一个21。在美国、欧洲和日本的多个市场里都有度日指数期数合约。运用 度日指数期货合约和/或基于平均气温的期权合约都可以用于对冲基于平均气温的头寸。

在高比例新能源渗透发展背景下，天气风险最明显和直接的影响或许就是对风电、光伏、 水电生产力的影响。因此，天气衍生品也可作为能源类衍生品甚至是电力衍生品，为新 能源产业的发展提供更多可能的避险工具。

3.5 组合管理

大量研究表明，能源商品交易对对冲电价风险是有效的 。这也是由于电力供应链十分复 杂，由与电力生产、传输以及储能等相关的技术限制，而且同一市场中共存的电力生产 技术与储能技术种类繁多：煤炭、天然气、核能、水力发电、风能和太阳能发电厂等。 这些不同的发电方式表现出不确定的生产成本，比如受到天然气、石油、煤炭、铀价格 和天气条件的影响。因此在实践中，对于发电商、零售商、电力用户等企业而言，在企 业管理电力风险时需要考虑的工具不仅仅是前述电力衍生品应用以锁定电价的合约，而 是需要考虑包括煤炭、天然气、气象等一系列的能源组合管理。以德国 RWE 等公司为 例，公司会利用电、碳、燃料衍生品管理其风险敞口，将未来几年的风险暴露情况以直 接和间接套保相结合的手段控制在公司设定的风险限值范围内，并随着临近周期的来临 逐渐降低套保比例，结合现货市场预判、交易目标等管理其衍生品资产组合。 另一层面，在许多情况下，最优套期保值策略是涵盖静态和动态套期保值策略的组合。 静态对冲是指不需要随着其对冲的电力资产价格的各种特征（如波动性）的变化而重新 平衡的对冲，与需要不断再平衡的动态对冲形成了鲜明对比。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）